Учебники 80382

Таблица 3.1

Основные характеристики материалов шин

Методы проведения расчетов по определению электродинамической стойкости шин и аппаратов рассматриваются в литературе по проектированию электроустановок.

Частные случаи, когда допустимо не проверять аппараты и проводники на электродинамическую стойкость, оговорены в ПУЭ.

Например, не проверяются на электродинамическую стойкость аппараты и шины цепей трансформаторов напряжения при расположении их в отдельной камере; аппараты и проводники, защищенные предохранителями с плавкими вставками на ток до 60 А.

3.2. Термическое воздействие токов КЗ

При протекании по проводникам электрического тока проводники нагреваются. При нагреве проводника током нагрузки часть выделенной теплоты рассеивается в окружающую среду, причем степень рассеивания зависит от условий охлаждения.

При протекании тока КЗ температура проводников значительно возрастает, так как токи при КЗ резко увеличиваются, а длительность КЗ мала, поэтому теплота, выделяющаяся в проводнике, не успевает передаться в окружающую среду и практически все идет на нагрев проводника. Нагрев проводника при КЗ может достигать опасных значений, приводя к плавлению или обугливанию изоляции, к деформации и плавлению токоведущих частей и т. п.

Критерием термической стойкости проводников являются допустимые температуры

нагрева их токами КЗ ( доп, °С), которые приведены в табл. 3.2.

Проводник или аппарат считается термически стойким, если его температура нагрева в процессе КЗ не превышает допустимых величин. Условие термической стойкости в общем случае выглядит так, °С:

кон≤ доп,

где кон — конечное значение температуры проводника в режиме КЗ. Количественную оценку степени термического воздействия тока КЗ на проводники и

электрические аппараты рекомендуется производить с помощью интеграла Джоуля

51

где ikt — полный ток КЗ в произвольный момент времени t, А; toткл — расчетная продолжительность КЗ, с.

Таблица 3.2

Предельно допустимые температуры нагрева проводников при коротких замыканиях

Интеграл Джоуля является сложной функцией, зависящей от параметров источников энергии, конфигурации исходной расчетной схемы, электрической удаленности места КЗ от источников и других факторов. Подробно методы оценки и определения Вк даны в справочной литературе по расчетам токов КЗ. Для ориентировочных расчетов интеграла Джоуля Вк в

52

цепях, имеющих значительную удаленность от источников питания, можно использовать формулу, кА2∙с,

где Iп0 — действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент t= 0 от эквивалентного источника, кА; Та.экв — эквивалентная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с; tоткл — расчетная продолжительность КЗ, с.

Наиболее сложным является случай определения интеграла Джоуля при КЗ вблизи генераторов или синхронных компенсаторов. Но в учебном проектировании и здесь можно воспользоваться формулой (3.5), так как полученное при этом значение Вк будет несколько завышено, а проводники и аппараты, выбранные в мощных присоединениях (генератор, трансформатор связи и др.) по условиям длительного режима и электродинамической стойкости, имеют значительные запасы по термической стойкости. Исходя из вышеизложенных соображений, в формуле (3.5) в качестве Tа.экв можно принять наибольшее из значений Tа тех источников, которые подпитывают место КЗ, если таковых имелось несколько, так как это ведет к увеличению расчетного интеграла Джоуля и не дает погрешности при проверке аппаратов на термическую стойкость.

При определении интеграла Джоуля необходимо достаточно точно определить tоткл. Согласно ПУЭ расчетная продолжительность КЗ toткл складывается из времени действия основной релейной защиты данной цепи (tр.з) с учетом действия АПВ и полного времени отключения выключателя (tоткл.в); которое указывается в каталожных данных выключателей, с,

toткл= tр.з+ tоткл.в.

Для цепей генераторов с РномG ≥ 60 МВт ПУЭ рекомендуется принимать tоткл= 4 с, т.е. по времени действия резервной защиты.

Заводы-изготовители в каталогах приводят значения гарантированного среднеквадратичного тока термической стойкости (Iтер, кА) и допустимого времени его протекания (tтep, с) для электрических аппаратов (выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и др.).

В этом случае условие термической стойкости аппаратов в режиме КЗ выглядит так,

кА2∙с,

При проверке термической стойкости проводника, имеющего стандартное сечение qстанд, мм2, должно быть выполнено условие

где qmin = Вк /Cm — минимальное сечение проводника, которое при заданном токе КЗ обусловливает нагрев проводника до кратковременно допустимой температуры; Ст — функция, значения которой приведены в табл. 3.3, 3.4, 3.5 данного пособия.

53

В ПУЭ оговорен ряд случаев, когда допустимо не проверять проводники и аппараты на термическую стойкость при КЗ. Это касается проводов воздушных ЛЭП, аппаратов и проводников цепей, защищенных плавкими предохранителями, и др.

3.3. Методы ограничения токов КЗ

Рост генераторных мощностей, мощности электростанций, создание крупных энергообъединений приводят, с одной стороны, к повышению надежности электроснабжения, а с другой, - к значительному повышению токов КЗ.

Максимальный уровень токов КЗ для сетей 35 кВ и выше ограничивается условиями обеспечения устойчивости энергосистем и параметрами электрических аппаратов и проводников, а в сетях собственных нужд и распределительных сетях 6 —20 кВ — параметрами электрических аппаратов, токопроводов, термической стойкостью кабелей, устойчивостью двигательной нагрузки. Экономически выгодно применять меры по ограничению токов КЗ, если дополнительные затраты на это окупаются благодаря применению более легкой аппаратуры и токоведущих частей и повышается надежность электроснабжения потребителей.

Ограничение токов КЗ может быть достигнуто путем соответствующего построения схем электростанций и сетей, при этом учитывается следующее:

повышение напряжения сетей приводит к уменьшению рабочих токов и токов КЗ; секционирование электрических сетей исключает параллельную работу источников и,

следовательно, уменьшает токи КЗ (хотя при этом могут возрастать потери в ЛЭП и трансформаторах в нормальном режиме) — рис. 3.1, а;

блочное соединение генератор—трансформатор и генератор — трансформатор— линия исключает поперечную связь между источниками и снижает токи КЗ (рис. 3.1, б);

раздельная работа трансформаторов на шинах низшего напряжения подстанций (рис. 3.1, в), а также в системе собственных нужд электростанций и ПС увеличивает сопротивление цепи КЗ и снижает токи КЗ;

применение трансформаторов с расщепленной обмоткой НН также ограничивает токи КЗ, так как их сопротивление в режиме КЗ почти в 2 раза больше, чем у трансформаторов с теми же номинальными параметрами без расщепления обмотки НН (рис. 3.1, г);

применение токоограничивающих реакторов.

55

Рис. 3.1. Способы ограничения токов КЗ:

а— секционирование электрических сетей; б — применение блочных схем G— Т на электростанциях; в — раздельная и параллельная работа трансформаторов;

г— применение трансформаторов с расщепленной обмоткой НН

3.4.Токоограничивающие реакторы

Реакторы служат для искусственного увеличения сопротивления короткозамкнутой цепи, а, следовательно, для ограничения токов КЗ и поддержания необходимого уровня напряжения при повреждениях за реакторами.

Реактор представляет собой индуктивную катушку без сердечника, поэтому его сопротивление не зависит от протекающего тока.

Токоограничивающие реакторы применяются на станциях типа ТЭЦ:

а) между секциями ГРУ (секционные реакторы) — реактор LRK на рис. 3.2, а;

б) для питания местных потребителей от сборных шин ГРУ (линейные LR1 или групповые LR2 реакторы) — рис. 3.2 , а;

в) для питания местных потребителей от блочных ТЭЦ через реактированные отпайки

— рис.3.2, б.

Иногда возникает необходимость установки токоограничивающих реакторов в цепях вводов низшего напряжения понижающих трансформаторов на подстанциях (рис. 3.2, в).

56

Рис. 3.2. Схемы подключения токоограничивающих реакторов:

а— на ТЭЦ, имеющих ГРУ; б — на ТЭЦ блочного типа; в — на подстанциях

Внастоящее время широкое применение получили токоограничивающие бетонные реакторы с алюминиевой обмоткой серии РБ (рис. 3.3) и наиболее современные сухие реакторы серии РСТ (рис.3.4).

Рис. 3.3. Фаза бетонного реактора 10 кВ, 630 А

57

Реакторы РБ имеют следующую конструкцию: витки обмотки, изолированные друг от друга бумажной изоляцией класса нагревостойкости А, намотаны на специальный каркас и укреплены в бетонных колоннах, которые предотвращают их смещение под действием собственной массы и электродинамических усилий при протекании токов КЗ. От заземленных конструкций, а при вертикальной установке — и от соседних фаз, реакторы изолируются с помощью опорных изоляторов. Бетонные реакторы выпускаются на номинальные токи до 4000 А и изготовляются для вертикальной, горизонтальной и ступенчатой установки. При больших номинальных токах в целях снижения потерь активной мощности в самих реакторах они выполняются с искусственным охлаждением (вентиляцией камер).

Рис. 3.4. Фаза реактора РСТ 10 кВ, 1000 А

Основные отличия конструкции реакторов серии РСТ от РБ следующие: катушка фазы реактора представляет из себя винтовую многопараллельную обмотку с вертикальными каналами для охлаждения, выполненную из алюминиевого провода типа АППТСД с комбинированной полиамидно-стекловолокнистой изоляцией класса нагревостойкости Н с рабочей температурой до 180°С. Все изоляционные детали реактора выполнены из стеклопластика класса нагревостойкости F (150°С). Крестовина реактора изготовляется из стеклопластика или из немагнитной стали. Указанные конструктивные решения позволяют значительно уменьшить массу и габариты реакторов, а также снизить потери. Ректоры серии РСТ выпускаются на токи до 6000 А, напряжение до 20 кВ. Наряду с рассмотренными выше реакторами обычной конструкции широкое применение находят сдвоенные реакторы серий РБС и РСТС, у которых имеется дополнительный вывод от средней точки обмотки. Средний вывод делит обмотку реактора на две ветви, намотанные согласно. Обе ветви рассчитывают на одинаковый номинальный ток, величина которого задается в каталоге. Средний вывод обычно подключают к источнику питания и рассчитывают на двойной номинальный ток (рис. 3.5, а).

Рис. 3.5. Сдвоенный реактор: а — схема включения; б — нагрузочный режим; в — режим КЗ

58

Индуктивности L ветвей одинаковы, поэтому индуктивное сопротивление каждой ветви реактора при отсутствии тока в другой составляет хв = ωL, и называется номинальным сопротивлением ветви xном.в (задается в каталоге). Особенности сдвоенного реактора определяются наличием магнитной связи между ветвями (взаимной индуктивности М).

Рассмотрим работу сдвоенного реактора в нагрузочном режиме (рис. 3.5, б). В процессе эксплуатации стараются равномерно загрузить обе ветви реактора, тогда I1=I2=I, а сопротивление каждой ветви составит

где kсв= M/L — коэффициент связи обмоток реактора (обычно сдвоенные реакторы выполняются с kсв= 0,4... 0,6).

Если принять kсв=0,5, то в нагрузочном режиме сопротивление каждой ветви реактора уменьшится по сравнению с аналогичным одинарным реактором и составит

xв xном.в 1 0,5 0,5xном.в.

Следовательно, сдвоенный реактор позволяет уменьшить падение напряжения (снизить потери мощности) в каждой ветви реактора в нагрузочном режиме и сократить габаритные размеры распределительного устройства.

Рассмотрим режим КЗ за одной из ветвей реактора (рис. 3.5, в).

Величина тока КЗ в этом режиме будет определяться индуктивным сопротивлением той ветви реактора, по которой он протекает, т. е.

xв L xном.в.

Очевидно, что в режиме КЗ сдвоенный реактор ограничивает ток КЗ так же, как и одинарный реактор с теми же номинальными параметрами.

ВЫБОР ТОКООГРАНИЧИВАЮЩИХ РЕАКТОРОВ

Реакторы выбирают в зависимости от места их установки, по номинальному напряжению, току и индуктивному сопротивлению.

Для установки в ГРУ ТЭЦ применяются реакторы внутренней установки, для питания местных потребителей на блочных ТЭЦ и на подстанциях — реакторы наружной установки, если они удовлетворяют всем условиям проверки.

Номинальное напряжение реактора должно соответствовать номинальному напряжению установки, кВ,

Uуст≤UномLR.

Номинальный ток реактора (или ветви сдвоенного реактора) не должен быть меньше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которую он включен, А,

Imax≤IномLR ,

где для секционного реактора LRK на ГРУ ТЭЦ (рис. 3.2, а) ток, А.

для линейных, групповых реакторов на ТЭЦ, реакторов, устанавливаемых на ПС

(рис. 3.2, а,б,в), ток, А,

где Smах — максимальная мощность нагрузки, подключенной через реактор, MB∙А.

59

По каталогу намечается реактор для заданной цепи, но основным параметром реактора является его индуктивное сопротивление xномLR=ωL, которое еще предстоит выбрать.

С точки зрения ограничения тока КЗ и поддержания более высокого уровня остаточного напряжения на шинах потребителя, целесообразнее иметь, возможно большее сопротивление реактора, но в нагрузочном режиме это приведет к увеличению потерь напряжения и мощности в самом реакторе. Исходя из этого, выбор индуктивного сопротивления реактора производится следующим образом.

При выборе сопротивления секционного реактора, установленного на ГРУ ТЭЦ, принимают наибольшее значение из указанных в каталоге для намеченного типа реактора.

Для всех остальных случаев применения реакторов требуемое индуктивное сопротивление их определяют, исходя из условий необходимости ограничения тока КЗ до заданного уровня. Уровень ограничения тока КЗ определяется или коммутационной способностью выключателей, устанавливаемых в комплектных распределительных устройствах (КРУ или КРУН), или необходимостью обеспечить термическую стойкость силовых кабелей электросети. Расчет требуемого сопротивления реактора (рис. 3.6) ведется в следующем порядке.

Рис. 3.6. Выбор токоограничивающего реактора. Поясняющая схема

1. Определяется результирующее сопротивление цепи КЗ до места установки реактора

где IпК0 1 — известное начальное значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ вт. К-1, кА.

2. Определяется требуемое сопротивление цепи КЗ, Ом, для снижения тока КЗ до ве-

где IпK0 треб2 — наименьшее значение требуемого тока КЗ за реактором (т. К-2), кА, определенного по двум условиям:

а) исходя из отключающей способности выключателей Q, устанавливаемых в комплектных РУ (КРУ, КРУН)